海洋平台水溶性降粘剂注入工艺设计与优化研究

张 辉，张春娥，李长伟，冯 永，陈瑞燕

(海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

随着常规石油资源储备减少，稠油作为原油资源的重要组成之一，近年来得到更广泛的关注。如今海上油田面临增储上产的挑战，稠油开发也逐渐成为重大课题之一。由于稠油粘度高、流动性差，开采工艺首要改善和提高稠油流动性[1]。

目前，国内外稠油开采常用降粘方法有物理降粘法、化学降粘法、微生物降粘法，以及多种降粘工艺相结合的复合降粘法[2-4]。化学降粘法工艺流程相对简单，占地空间小，便于维护，不同稠油选择适配的化学药剂，能有效降低稠油粘度。其中水溶性降粘剂降粘率高，且使用经济[5-6]，已在海洋稠油油田开发中得到较为广泛的应用。基于乳化降粘机理，水溶性降粘剂将油水乳状液由“油包水”型转变为“水包油”型，当油水比例增大，油水乳状液存在乳化反转的风险，因此水溶性降粘剂经掺水再注入井口，保证降粘效果。

近年海上稠油油田开发速度逐渐提升，新平台稠油井口数量增多，且含水率不同，致使各井的最低配比浓度差异明显。然而面临新的形势，对水溶性降粘剂注入工艺设计和优化方法的研究很少，文章结合近期某海上油田CEPA平台水溶性降粘剂工艺流程，对注入工艺设计和注入参数进行研究和优化，为水溶性降粘剂注入流程设计提供一种可行性和经济性设计参考。

1 水溶性降粘剂注入流程

依据油田推荐开发方案，生产初期高粘井最低温度16 ℃，粘度高于10 Pa·s，之后随着油田含水率和井口温度逐年上升，可直接开采。

由于降粘剂注入周期短，掺水流程采用同一掺水管汇，代替各井分别配置掺水管线，以简化流程节省空间，具体流程见图1。

图1 CEPA平台降粘剂注入流程Fig.1 Viscosity reducer injection process on CEPA platform

降粘剂掺水由注水系统提供，经节流降压阀组和流量计精确控制注入压力和掺水量，降粘剂通过计量泵精确控制药剂注入量[7]，经计量的降粘剂与水相互混合，以统一的配比浓度经药剂注入管汇注入各井电潜泵入口，改善井底原油流动性，同时降低稠油开采举升负荷[8-9]，含降粘剂的井口产液采出后进入平台原油处理系统。

2 注入参数设计与优化

在同等降粘率的条件，降粘剂注入指标随含水率不同而变化。根据指标要求，结合配产含水率，推导各井的药剂配比浓度范围，给出分组计算的优化方法，文中以第一年为例分析计算。

2.1 基础数据和设计指标

CEPA平台投产第一年的稠油井单井配产数据见表1。

表1 CEPA平台单井配产数据Tab.1 Production profile of single well on CEPA platform

降粘工艺设计指标基于掺水注入后的井口产液，具体如下：含水率不低于20%；当含水率低于30%，降粘剂浓度不低于5 000 mg/kg；当含水率不低于30%，降粘剂浓度不低于3 000 mg/kg。

2.2 设计方法

(1)当井口产液含水率不低于20%，且低于30%，降粘剂浓度不低于5 000 mg/kg，水溶性降粘剂浓度基于水量计算，即

(1)

(2)

式中：Qi——降粘剂混配溶液注入量，m3/d；Qw——生产井自产水量，m3/d；Ql——生产井自产液量，m3/d；Ci——混配溶液的配比浓度。

根据式(1)～式(2)，换算得到注入量和配比浓度要求，即：

(3)

(4)

根据式(3)，得出注入量极小值计算公式，即：

(5)

根据式(4)，得出配比浓度和注入量计算公式，即：

(6)

(7)

(2)当井口产液含水率不低于30%，降粘剂浓度不低于3 000 mg/kg，即

(8)

(9)

根据式(8)～式(9)，换算得到注入量和配比浓度要求，即：

(10)

(11)

根据式(10)，得出注入量极小值计算公式，即：

(12)

根据式(11)，得出配比浓度和注入量计算公式，即：

(13)

(14)

2.3 优化方法

根据降粘工艺设计指标，以含水率20%为分界点，药剂浓度指标互不相同，可应用多变量分析法，以某一变量为自变量，根据不同分组条件进行计算优化。从表1可知，各井的配产含水率差异明显，但是降粘剂掺水注入后，井口产液的含水率会高于配产含水率，而各井掺水量不同且是待定值，注入前后的含水率不宜作分组依据。据此转换思路，以各井同一配比浓度为自变量，假定浓度为某一定值，计算纯药剂量和掺水量。

为便于计算，因纯药剂量远小于掺水量，降粘剂混配溶液注入量Qi等同于掺水量，设计过程如下：

(1)计算各井掺水量和配比浓度的取值范围。

基于指标b，设定计算前提：井口产液含水率不低于20%，且低于30%，降粘剂浓度是5 000 mg/kg，应用公式(3)和(6), 计算结果见表2。

表2 基于指标b的降粘剂参数计算结果Tab.2 Calculation results of viscosity reducer parameters based on specification ‘b’

基于指标c，设定计算前提：井口产液含水率不低于30%，降粘剂浓度是3 000 mg/kg，应用公式(10)和(13), 计算结果见表3。

由于井2自产水量是0，井3、井11配产含水率超出20%，不做相关计算。

表3 基于指标c的降粘剂参数计算结果Tab.3 Calculation results of viscosity reducer parameters based on specification ‘c’

结果分析以表2中井1为例，若药剂配比浓度Ci小于0.637%，则井1产液的降粘剂浓度低于5 000 mg/kg，或含水率高于30%，或两项参数均产生偏离，这与指标b完全背离，此时可采用指标c设计；若Ci大于0.793%，则井1产液的降粘剂浓度高于5 000 mg/kg，或含水率低于20%，或两项参数均产生偏离，此时可反向推算，假定含水率20%为已知条件，推算降粘剂浓度，符合指标b要求。

(2)划分配比浓度节点，分组计算。

由于指标b的药剂浓度要求比指标c严格，分组设计首先参照表2，其次表3。分组原则如下，计算结果见图2。

图2 分组设计的纯药剂量和掺水量Fig.2 Chemical and blending water flowrate curve of group design

当配比浓度取值Ci大于表2某井的最大药剂配比浓度，以最小含水率20%为已知项，采用公式(5)计算最小掺水量，划归组1；当Ci处于表2某井的药剂配比浓度范围，以最小降粘剂浓度5 000 mg/kg为已知项，采用公式(7)计算相应掺水量，划归组1；组1采用指标b设计。

当Ci不大于表2某井的最小药剂配比浓度，根据表3分组。当Ci大于表3某井的最大药剂配比浓度, 以最小含水率30%为已知项，采用公式(12)计算最小掺水量，划归组2；当Ci不大于表3某井的最大药剂配比浓度, 以最小降粘剂浓度3 000 mg/kg为已知项，采用公式(14)计算相应掺水量，划归组2；组2采用指标c设计。

根据分组设计计算结果，最小纯药剂量为1.015 m3/d，相应掺水量为191.4 m3/d。

2.4 计算方法对比

按照常规设计方法，由于井3、井11配产含水率超过20%，所有稠油井统一按降粘工艺设计指标c设计，药剂配比浓度取各井口所需浓度的高值如图3。

图3 传统设计的纯药剂量和掺水量Fig.3 Chemical and water flowrate curve of conventional design

从图3可知，常规设计的最小纯药剂量为1.294 m3/d，相应掺水量为269.7 m3/d。

与常规设计相比，采用分组设计使纯药剂量减少21.5%，掺水量减少29%，由此可见，分组设计在同等的流程和降粘要求下，降低了纯药剂消耗和掺水需求，减小了降粘剂罐等设备尺寸，不仅提高经济性，而且节省平台空间。

3 结论

如今海上稠油开发过程中稠油井数量逐渐增多，由于“多线对多点”的方法在平台空间利用方面的短板愈发明显，并且随油田含水率逐年上升，稠油开发集中在生产前期，降粘开采周期短，水溶性降粘剂注入工艺更多的采用“单线对多点”，不仅节省了布置空间，也适度平衡了经济性。

在此方案基础上，给出了新的分组设计方法，以优化纯药剂用量为目的，优选适宜的混配溶液配比浓度，即掺水量不影响平台注水的情况下，计算纯药剂的最小用量。通过实例计算对比，分组设计降低了21.5%纯药剂消耗，进一步提升了“单线对多点”注入工艺的经济性，为水溶性降粘剂注入工艺优化计算提供了理论依据。